Yacimiento Barrancas : El Modelo Dinámico como HerramientaYacimiento Barrancas : El Modelo Dinámico como Herramientade Toma de Decisión

Buenos Aires, 13 de Abril de 2016

Héctor Campos, Gastón Manestar, Gisela Martinez, Elena Morettini, Fabricio Nissero,Jazmín Propato, Juan Carlos Scolari, Rubén Seltzer, Anthony Thompson

Características Generales

• Yacimiento Barrancas CRI

• Cuenca Cuyana

• Reservorio: Fm. Barrancas (Jurásico Sup.)

• Trampa combinada (estructural – estratigráfica)

• Inicio de Producción: 1951

• Inicio de Inyección: 1967

• Pozos: 385 perf. / 99 prod. / 64 iny.

• Caudales de prod./iny.: ~6,300 m3/d

• Corte de agua: 95%

Iny. Agua

2

WCut

Petróleo

Líquido

Iny. Agua

Reservorio

Fm. Barrancas Sistema Aluvial-Fluvial

Facies Proximales

Facies Distales

Dirección de progradación principal

Cic

lo 1

Ciclo 2

Cic

lo 1

Ciclo 2

Ciclo 4

Cic

lo 3

Cic

lo 5

3

Norte SurCentro

Cic

lo 6

Cic

lo 5

Cic

lo 3

Ciclo 4

Ciclo 2Cic

lo 5

Cic

lo 6

Map

a E

stru

ctur

al a

l top

e de

la F

m. B

arra

ncas

Objetivo

Búsqueda de nuevas oportunidades en un yacimiento maduro

a través del modelado dinámico

4

a través del modelado dinámico

Modelado Estático -Dinámico

• Modelo estático que captura un sistema deposicional progradante-retrogradante

• Ajuste histórico de 344 pozos (iteración modelos estático –dinámico hasta lograr el ajuste histórico)

5

hasta lograr el ajuste histórico)

• Detección de zonas de oportunidades e identificación de riesgos

N

ReservorioNo Reservorio

Estado InicialEstado Actual

Oportunidades

Mapa de espesor de reservorio

con petróleo

Área en estado cuasi original de

saturaciones

Corte A-A’

6

Pozo Propuesto

Avance del Contacto /

AcuíferoÁreas con drenado

ineficiente

Avance de la

inyección de agua

A’

A

Análisis de incertidumbre

Escenarios de distribución de facies

7

ReservorioNo Reservorio

Sobre estos escenarios se evalúa el Plan de Desarrollo (pattern, distanciamiento, etc.)

Zona Suroeste

Pattern seleccionado (22 pozos)

Gran variación de la distribución de facies en la zona debido a la falta de

datos duros (pozos)

Cuantificación de la oportunidad

P10

Desarrollo (22 pozos)

Incremental

8

P50

P90

Curva Base

Evaluación económica

• Perforar 4 pozos de delineación

• En base a la producción de estos pozos, decidir la perforación de los 17 restantes

Acum. Oil Nro de VAN @xx% TIR

miles m 3 Pozos MUSD %

P10 22

P50 22

P90 22

Económico

No Económico

Económico

Acum. Oil Nro de VAN @xx% TIR3 Pozos MUSD %

9

miles m 3 Pozos MUSD %

P10 22

P50 22

P90 4

Económico

Económico

Económico

Caudales estimados

10

Resultados

23%

11

Reducción de Incertidumbre

12

Conclusiones

� El modelado integrado permitió descubrir nuevas oportunidades, revitalizando un campo maduro

� El resultado exitoso (10, 40, 40 y 12% de agua) de 4 pozos perforados en base al modelo permitió proponer un FDP para desarrollar toda la oportunidad

13

� Los 4 pozos producen 23 % de la producción de petróleo del campo con sólo el 1.6% de la producción de líquido

Agradecimientos:

Muchas Gracias

José Luis Massaferro, Gerente Estudios de SubsueloLuciano Di Benedetto, Gerente Desarrollo Mendoza